Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти

Подождите немного. Документ загружается.

средняя — пересечением кривой группы h

. Длина нижней ступени из труб самого

малого диаметра будет равна h

=h—(h

Допустимое внутреннее давление для труб определяется по формуле Барлоу:

смкГ

Кd

доп





(ІІІ.37)

где



— толщина стенки трубы в мм;



— предел текучести в кГ/см

; d

—

наружный диаметр трубы в мм; К — коэффициент запаса прочности, равный 2.

Прочностная характеристика насосно-компрессорных труб дана в приложении

5. Расчет установки периодического компрессорного подъемника [32]

Требуется рассчитать по методу А. П. Крылова двухрядный подъемник с

камерой замещения, с отсечкой газа на устье и у камеры.

а. Отсечка газа на устье. Рабочее давление нагнетаемого газа



трраб



ат (111.38)

где h — высота столба жидкости, который может быть вытеснен в подъемные

трубы при полном использовании рабочего давления в м; р

тр

— потери напора на

трение в м ст. жидк.;



— относительный удельный вес жидкости.

Зная р

раб

, находим

 

01,0

101

5,0

























раб

трраб

зp

(ІІІ.39)

где L — длина подъемника, которая обычно принимается равно глубине скважины

(приемный клапан у забоя), в м; d

— диаметрподъемных труб в см.

Длина камеры (при коэффициенте наполнения, равном единице)



(ІІІ.40)

где D

— максимально возможный диаметр камеры замещения в см.

Дебит жидкости за один цикл при оптимальном расходе нагне таемого газа

















5,0

8.0

т (111.41)

где f – площадь внутреннего поперечного сечения подъемных труб в м

Расход газа в период нагнетания, соответствующий минимальному удельному

расходу газа, будет

175.0 LdV



/ч. (ІІІ.42)

Необходимое для одного цикла количество газа, приведенное к нормальным

условиям, при отсечке газа у устья скважины

   

 

раб

кBу

lhLffflV 

(ІІІ.43)

1 Ь 10

/'раб

РО

где l

=L — l

— длина подъемных труб (без длины камеры) в м;f

— площадь

внутреннего поперечного сечения труб наружного ряда в м

; f

— площадь наружного

поперечного сечения подъемных труб в м

; р

— атмосферное давление в ат.

Продолжительность периода нагнетания газа

мин



(ІІІ.44)

Продолжительность периода накопления жидкости

ln14400

мин





(ІІІ.45)

где F — площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны в м

; K —

коэффициент продуктивности в т/сутки • ат; s

=L—l

—h

ст

— расстояние от

статического уровня до верха камеры замещения н м (риг 18); h

ст

- статический уровень

жидкости в м; s

— растояние от статестического уровня до уровня в камере, который

устанавливается ней перед началом процесса накопления жидкости (после входа

жидкости из затрубного пространства и стока ее со стенок подъемных труб), в м;

ст







где s´

— расстояние от статического уровня до уровня в камере, который

устанавливается в ней после входа жидкости из затрубного пространства, в м;

ст

— объем жидкости, стекающей со стенок подъемных труб после каждого выброса

жидкости, определяемый по формуле

;

8,0

5,0

ст

V 

(ІІІ.46)

 

sssls

затр











2113

(ІІІ.47)

где s

— расстояние от статического уровня до уровня жидкости в затрубном

пространстве, который установится к концу нагнетания, в м; F'

затр

— площадь сечения

между эксплуатационной колонной и трубами наружного ряда в м

; F"

затр

— площадь

сечения между эксплуатационной колонной и камерой замещения в м

14400

затр

Тk





(ІІІ.48)

где е — основание натуральных логарифмов.

Определив значение s

, находим величины s'

, s

и Т

Продолжительность полного цикла.

ТТТ 

мин (ІІІ.49)

Дебит скважины

1440



т/сутки. (ІІІ.50)

Удельный расход газа



т (ІІІ.51)

б. Отсечка газа у камеры. В этом случае величины h, q

, l

, V

ст

, и s

остаются без изменения. Несколько меняется определение V

и Т

 

;

lhLfV

раб

ку



(ІІІ.52)

ln14400

мин

кам







(ІІІ.53)

где F

кам

— площадь поперечного сечения камеры в м

hLs

кам

ст





(ІІІ.54)

В остальном расчет ведется аналогично случаю отсечки газа на устье.

6. Определение давления сжатого газа при освоении газовой скважины [13]

Столб находящейся в скважине жидкости оказывает на забой давление



заб



ат (ІІІ.55)

где Н — глубина скважины в м;



— относительный удельный вес жидкости.

Понижение забойного давления на необходимую величину потребует

понижения уровня жидкости в скважине на Н

. При этом забойное давление будет

1010



НН

заб



(ІІІ.56)

откуда

НН

заб







(ІІІ.57)

Повышение уровня в затрубном пространстве в момент снятия давления газа в

нем будет равно

 

fНН





(ІІІ.58)

где f—площадь сечения подъемных труб в м

; F—то же эксплуатационной

колонны в м

.Давление сжатого газа, необходимое для вытеснения жидкости из затрубного

пространства, будет

 







ат (ІІІ.59)

7. Определение максимально возможного дебита газовой

скважины [13]

Критическая скорость газового потока в подъемных трубах на устье скважины

равна

RТ

кв

33,3



м/сек, (ІІІ.60)

где R—газовая постоянная (для метана R==53); Т—абсолютная температура газа на

устье в °К.

Для природного газа (при Т=288° К) при расчетах можно принимать



кр

=400

м/сек.

Максимальный дебит при отборе газа через фонтанные трубы

укрф

fpQ





/ сутки, (ІІІ.61)

где f—площадь сечения фонтанных труб в м

—давление на устье скважины в ат.

Максимальный дебит при отборе газа через эксплуатационную колонну

укрэкс

FpQ



/ сутки,

где F—площадь сечения эксплуатационной колонны в м

8. Определение диаметра фонтанных труб [24]

Согласно опытным данным, минимальная величина скорости



обеспечивающая вынос воды, конденсата и механических примесей, находится в

пределах 5



10 м/сек. При



=10 м/сек диаметр фонтанных труб может быть

определен по формуле

заб

QТ

d 228.0

см, (ІІІ.62)

где Q—дебит газовой скважины в тыс. м

/сутки•, Т—абсолютная пластовая

температура в °К.

Если найденный диаметр труб получится нестандартный, то следует принять

ближайший стандартный диаметр (как правило, ближайший меньший). Если

полученный диаметр не соответствует габаритам скважины, то должен быть принят

максимально допустимый диаметр (d



0,51), где D—диаметр эксплуатационной

колонны).

9. Определение диаметра штуцера для газовой скважины [13]

Диаметр отверстия штуцера может быть определен по формуле



264,0

мм, (ІІІ.63)

где Q — дебит скважины в м

/сутки; р — давление перед штуцером (буферное на устье

скважины) в ат;



=0,96 - коэффициент расхода.

10. Определение работы расширения газа на этапах его движения, принимая

расширение газа в штуцере и регуляторе давления адиабатическим, а на

остальных участках — изотермическим [13]

Расчет ведем на объем V= 1000 м

газа.

Весовое количество газа



1000VG

кг, (ІІІ.64)

где



— удельный вес газа.

Работа, затрачиваемая на движение газа по пласту к забою скважины, выразится

в виде:

заб

пл

GRТL lg3.2

111



кГм, (ІІІ.65)

где



—коэффициент сжимаемости газа при пластовом давлении р

пл

; R—газовая

постоянная; Т

—пластовая температура в °К.

Работа, затрачиваемая на подъем газа в стволе скважины, определится формулой

заб

GRТL lg3.2

112



кГм, (ІІІ.66)

где р

—давление на устье скважины (буферное) в ат

Работа, теряемая в штуцере:































pу

RТ

кГм, (ІІІ.67)

где



—коэффициент сжимаемости газа при давлении р

; k—показатель адиабаты; р

—давление в сепараторе в ат.

Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в промысловой

газосборной сети:

234

lg3.2

GRТL



кГм, (ІІІ.68)

где



—коэффициент сжимаемости газа при давлении р

, Т

—температура газа

на поверхности в °К; р

—давление в начале газопровода в ат.

Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в магистральном

газопроводе (коэффициентом сжимаемости при невысоком давлении можно

пренебречь):

lg3.2

GRТL 

кГм, (ІІІ.69)

где р

—давление в конце магистрального газопровода в ат.

Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в городской

газораспределительной сети высокого давления:

lg3.2

GRTL 

кГм, (ІІІ.70)

где р

— давление у газораспределительных будок в ат.

Работа, теряемая при адиабатическом расширении в редукционных клапанах

газораспределительных будок:































кГм, (ІІІ.71)

где р

—давление в газораспределительной сети низкого давления в ат.

Для наглядного сравнения расхода пластовой энергии на разных этапах

движения газа следует выразить результаты расчета в процентах и свести в общую

таблицу.

11. Определение температуры подогрева газа у скважины для

редотвращения образования гидратов [13]

Подогрев газа — один из способов борьбы с гидратами.

Температура газа после штуцера

 

уу

рptt 



°С. (ІІІ.72)

где t

—температура газа в °С; р

—давление на устье в ат; р

—давление в

сепараторе в ат;



==О,З—коэффициент, учитывающий дроссельный эффект

охлаждения газа при редуцировании его в штуцере.

Температура образования гидратов t

зависит от удельного веса газа и давления.

Для того чтобы обеспечить температуру газа за штуцером выше t

, газ в летних

условиях надо подогревать на 6—10° С. Зимой подогрев должен компенсировать

также и охлаждение газа в газосборной сети. Температура в конце этой сети (перед

дегидрационной установкой) может быть определена по формулеШухова:

DLk









°С (ІІІ.73)

где t

—температура грунта зимой в °С; t—температура газа в °С;k—показатель

адиабаты; D—диаметр газопровода в м; L— длина газопровода в м; Q—дебит

скважины в м

/ч, у—удельный вес газа; С—теплоемкость газа в ккал/кГ; е=2,718—

основание натуральных логарифмов.

Ясно, что t

г.